每年的风能新春茶话会上，我们都会对过去一年行业的发展情况进行回顾和总结。2022年给人的感觉是“冰火两重天”。一方面，产业延续良好发展势头，项目建设如火如荼，技术创新取得突破，产业链得到补强，企业“出海”提速；另一方面，诸多阻碍横亘于前，“消纳”“土地”“并网”等方面的难题待解，“价格战”愈演愈烈，质量与安全问题时有发生。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长
01.2022年回顾：罗马不是一天建成的
2022年，中国风电产业发展取得了可圈可点的成绩。
装机规模稳步增长。2022年，中国风电新增装机4983万千瓦，陆上风电为4467万千瓦，海上风电为516万千瓦。截至2022年年底，中国风电累计装机容量达到3.96亿千瓦，陆上风电为3.6亿千瓦，海上风电为3051万千瓦。中国风电连续13年成为全球最大单一市场，基本上占全球市场的40%~50%。
风电技术进步显著。机组大型化趋势凸显。目前，7MW陆上风电机组已经批量应用，8MW机型完成了样机吊装，2023年将推出10MW陆上风电机组；海上风电机组最大单机容量达到18MW。超长百米叶片接连下线，最长叶片达到126m，2023年叶片长度将突破130m。主轴轴承国产化替代获得重大进展，洛轴自主研发的国内首套外径达到3.2m、用于16MW风电机组的主轴轴承已下线交付。
海上风电多点发力。中广核汕尾甲子一50万千瓦海上风电项目、山东能源集团渤中海上风电项目等平价项目的投运，表明中国海上风电正以快于预期的速度走向平价。与此同时，中国海上风电还在“走向深蓝”。继“三峡引领号”之后，中国海装“扶摇号”漂浮式风电装备完成总装，并在平均水深65m的广东湛江海域进行示范；中海油“海油观澜号”漂浮式机组已经下线，将安装在离岸136km、水深120m的海域，漂浮式技术的快速进步为开拓深远海风电市场夯实基础。海上风电的施工安装、运维船舶等装备环节进一步补强。随着“白鹤滩”号、“乌东德”号、“一航津桩”号等的投运，中国海上风电项目建设能力得到大幅提高。风电机组安装船方面，最大起吊高度达到170m，最大起吊重量达到2000t，最大作业水深达到70m。打桩船方面，打桩锤的最大打击能力达到3600kJ，最大打击频次为40次/分钟，桩架高度突破140m。
风电“出海”势头强劲。2022年，中国风电新增出口容量229万千瓦，截至2022年年底累计出口容量1193万千瓦，遍布五大洲、49个国家和地区。金风科技的产品已出口至30多个国家和地区；远景能源拿下国际风电项目大订单，总容量达340万千瓦；明阳智能打进英国、意大利、日本等发达国家市场；大金重工获得英国、美国、法国的多个项目订单。随着中国风电开发企业、零部件企业、服务类企业纷纷加快布局海外市场，一条覆盖技术研发、开发建设、设备供应、检测认证、配套服务的国际业务链已经成型。
上述成绩的取得，是30年不断积累的结果。30年前，很多大家认为不可能的事情，今天都实现了。“昨天的不可思议，都是今天的理所当然。今天的不可思议，都是明天的理所当然。”
02.2022年总结：机遇总是与挑战并存，机会总是和冲突相伴
在取得不俗成绩的同时，中国风电产业发展也面对诸多挑战。
一是风电成本竞争力的增强与制造端的亏损如何平衡。现在，风电的度电成本已经低于火电，但制造端基本上都面临亏损的困境，这是所有制造企业心中的痛。不仅是中国风电制造企业，维斯塔斯、西门子歌美飒、GE等国际三大整机品牌2022年同样亏损数亿至数十亿美元。国内外两个市场，同处“一样的冬天”。降低风电度电成本是我们追求的目标，风电只有不断降低度电成本、提高竞争力，才能实现对传统火电的彻底替代，才能在能源转型中“担当大任”。虽然设备价格下降是风电提高经济性最直接、最高效的手段，但一味通过制造端的“价格战”来追求这种竞争力，致使制造端普遍亏损，势必会引发一系列问题。目前在整个产业链，上游开发环节利润水平较高，下游制造企业日子艰难。任何商业要做大，都必须考虑上下游产业链的利益分配。如果分配失衡，必然导致整个产业链不稳定，进而崩塌，自身的商业基础便将不存在。制造业是一个产业发展的根本，若制造企业全面亏损，没有资金投入新技术研发，无法保证产品质量，行业也就没有了希望。
二是新机型研发节奏的快与慢如何把控与权衡。通过创新促进技术进步，是推动风电发展的决定性力量。近些年，中国风电新机型迭代速度加快。2022年，国内风电企业推出了超过220款新机型，平均每家企业的新机型超过10个。一家手机企业1年甚至2~3年才会发布一款新手机。大量新机型的推出，很好地满足了开发的定制化需求，提高了产品的竞争力。然而，这也带来了很多问题。首先，研发成本难以摊销，设备制造企业的压力持续加大。从主流机型的销售周期来看，2~3MW机型在7~8年，4~5MW机型在4~5年，6MW机型只有2~3年。如此短的时间，很难充分消化研发投入。其次，容易造成生产装备浪费。以叶片为例，目前叶片模具基本使用一年即需要换型，导致模具利用不充分，难以分摊成本。此外，新型号机组没有按照从样机、小批量到大批量三个阶段的充分验证，容易埋下质量与安全隐患。
三是四大市场：预期很丰满，现实很骨感。“三北”“中东南”“海上”“退役技改回收”，这四个市场发展空间广阔，是未来中国风电的主战场。
在“三北”地区，风电“消纳”（注：张树伟：“消纳”是一个歧视性的词，误导了公众的理解，让人们觉得新的电源似乎是一个负担，“消纳”不了，这些电源只能认倒霉。实际上，可再生能源是一种不同于化石能源的电源，市场应当保持随时开放。）是一直以来心中的痛，目前的送出通道建设并不能完全跟上大型风光基地的开发步伐。受投资额巨大、送受端及通道跨越地区三方利益协调困难、用地审批等多重因素影响，特高压交直流送出工程严重滞后于风光电站项目建设，已建成通道的输电能力也未得到充分发挥。面对更大的装机规模，依靠特高压外送难以在短期内解决风电“消纳”问题。在这种情况下，更可行的解决途径是积极拓展本地消费渠道，创新消费方式。目前一个重要方向是“Power to X”，即通过以电转氢为核心的系统，将可再生能源发电转化为氢，再与后续化工流程相结合，生成绿色大宗化工产品，如绿氨、绿色甲烷、绿色甲醇、绿色合成燃料等。建立以新能源为主体的新型电力系统，据欧美国家的研究，风电光伏的装机容量需要达到最大负荷的3~8倍，才能够既满足每时每刻的电力需求，同时又实现80%以上的电量来自可再生能源，从而实现电力系统脱碳的目标。这个“新型电力系统”，必将在系统低谷和风光大发时段存在大量过剩电力。这些电力不仅是零碳的，还是低价的。目前，“三北”地区的风电度电成本在0.2~0.15元/千瓦时，到“十四五”末将降至0.1~0.15元/千瓦时。此时，无论是电转氨，还是电转甲烷、电转甲醇，抑或电转合成燃料，都会具有良好的经济性。此外，通过“东数西算”，电力还可以转化为“算力”。据统计，2021年全国数据中心总耗电量达2166亿千瓦时，占全社会用电量的2.6%；预计到2025年将突破4000亿千瓦时，占全社会用电量的4.1%。相应地，数据中心成为了碳排放“大户”。2021年与全国数据中心相关的碳排放量达1.35亿吨，占全国碳排放总量的1.14%。在落实碳达峰与碳中和目标的大背景下，对数据中心的强需求及由此带来的高能耗与碳排放已成为数据中心面对的主要矛盾。通过“东数西算”，在将东部算力需求有序引导到西部，优化数据中心建设布局的同时，还能够充分利用西部丰富的绿色、便宜电力，有效缓解能耗、减排、成本方面的压力。特高压外送不是唯一的道路，甚至不是最优选项，扩大绿色电力应用消费的方式和场景，不仅可以快速提升清洁能源电力利用水平，还能够帮助钢铁、化工、航空、海运、数据中心等行业脱碳，使“三北”这些风光资源丰富地区，可以利用零碳便宜的电力“价格洼地”转变成工业企业的“价值高地”，并在当地打造新能源装备制造业、电力燃料原料、绿色化工、算力等产业，通过发展绿色经济实现西部振兴。
在中东南部地区，必须打破“没有资源”的认知局限。在风能资源方面，根据国家气候中心的最新评估，中东南部省份140m高度的风能资源技术可开发量约33.7亿千瓦。截至2022年年底这些地区的风电累计装机容量为2.26亿千瓦，仅利用了不到7%，开发潜力仍然巨大。从与国外的对比中也能够得出同样的结论。以德国为例，该国陆上风电装机容量为5800万千瓦，单位国土面积的风电装机密度达到162千瓦/平方公里，而中国中东南部省份仅有64.3千瓦/平方公里。因此，土地资源规模不是风电开发建设用地的限制性因素，主要限制来自于政策性因素。按照现有政策，受建设用地指标限制，风电项目用地审批纳规程序非常繁琐。对此，在编制国土空间规划时，应增加新能源建设用地专项规划，将此类用地单列；为新能源开发利用预留足够国土空间，采取指标留白和空间留白的形式予以保障，强化规划统筹，保持规划的稳定性；通过建立有效的部门间协同机制，推动省、市、县等各级“三区三线”统一认定，实现数据的统一、规范化管理；横向业务板块互通设计，纵向各级单位关联协调，从而“多规合一”形成一张图。同时，中东南部风电开发还存在并网方面的阻碍，包括并网办理流程长、接入侧细则不清晰、并网协调复杂。对此，应简化管理流程，优化电网接入流程。此外，应加快商业模式创新，实施“千乡万村驭风行动”，将开发风电与乡村振兴结合，让利于民，大力推动乡村风电建设。
中国海上风电正处于向平价上网过渡的关键阶段，仍需要业界围绕关键与共性技术进行攻关，并加快开发与商业模式创新，不断提高海上风电的经济性，包括风电机组大型化、定制化、智能化开发，大功率齿轮箱和百米级叶片等核心部件技术的持续突破，以漂浮式为代表的海上风电前沿技术研发，高性能替代材料的研发与应用，海上工程装备的专业化研发，海上风电与海洋牧场、海水制氢、能源岛、观光旅游等的融合发展。国家和各沿海省市应加强统筹规划，集中连片开发，单体规模100万千瓦以上；统一规划、集中建设送出线路，优化登陆点，降低输电成本；简化核准手续及管理流程，统筹协调海洋、气象、海事、军事、渔业等相关部门共同参与联动机制，协作进行整体规划，支持已核准项目有序建设。此外，随着海上风电项目向深远海发展，这些海域属于专属经济区，尚缺少相应的用海政策，应尽快出台《专属经济区海域海上风电建设管理办法》。
退役、技改和回收市场规模将呈指数级增长，亟需健全部件回收利用体系。按照风电场生命周期20年测算，2022年退役机组将达到850台，装机容量为44.8万千瓦；到2025年达到1800多台、装机容量为125万千瓦；到2030年超过3万台、装机容量约4500万千瓦。随之而来的是叶片等部件的回收利用问题。从环境保护和资源节约的角度，做好回收利用是实现行业和社会可持续发展的必然要求。为此，2021年鉴衡认证、金风科技、中材叶片等单位发起成立了风电叶片绿色回收与应用联合体，共同编制回收利用标准，推动相关技术研发应用。同时，考虑到退役换新市场的规模正在迅速扩大，且它是一个不断循环的市场，整机商要想在其中实现可持续经营，就必须调整商业模式，从卖产品转向卖服务，依托优质的服务与客户深度绑定，形成全生命周期的合作关系。
电力现货市场是机遇，也是挑战。2022年，国家发展改革委、国家能源局印发通知，提出加快推进电力现货市场建设。建设全国统一电力市场体系，建立健全电力现货市场，与中长期市场共同发挥电力商品价格发现的作用，有利于新能源凭借边际成本低的优势赢得更大的市场份额，不断提升消费比重。但同时也会带来新的挑战，由于光伏发电同时率非常高，在光伏装机占比较高的省份，中午时段随着大量光伏发电进入电力现货市场，导致该时段交易电价过低，甚至出现了“零电价”“负电价”。以甘肃为例，2023年2月18日河东电力现货市场的平均日前出清价格和平均实时出清价格分别为0.289元/千瓦时和0.301元/千瓦时，而从11时15分开始骤降至0.04元/千瓦时，并持续至17时15分，长达6个小时；河西电力现货市场的平均日前出清价格和平均实时出清价格分别为0.288元/千瓦时和0.306元/千瓦时，而从11时15分开始连续6个小时保持在0.04元/千瓦时的低位。同样，2023年2月5日山西电力现货市场的平均日前出清价格和平均实时出清价格分别为0.334元/千瓦时和0.305元/千瓦时，而从12时开始降至0元/千瓦时，并持续了3个小时。2023年2月5日山东电力现货市场的平均日前出清价格和平均实时出清价格分别为0.364元/千瓦时和0.269元/千瓦时，而12时至14时30分的价格为负0.08元/千瓦时。相对于光伏，风电发电在时空上更为分散，风电在现货市场比光伏有一定优势，但也需要在微观选址、运营管理、发电量短期预测、交易策略方面根据新的市场环境，不断提高完善。之前电力领域处于“计划经济”，只要多发电意味着多赚钱。但在现货市场中，在高电价时段多发电才能多赚钱。发电企业追求的目标变了，从风电场选址设计到运营管理模式都需要进行调整，这对运行策略和发电量预测精准度都提出了更高要求，对发电项目收益也要建立新的评估模型。
质量与安全问题不容轻视。2022年，行业发生了一些事故，以叶片失效及其引发的倒塔事故为主。究其原因，除了工程建设管理等因素，主要是因产品迭代速度过快导致部分新技术不成熟且未经充分验证、生产工艺过程把控不严造成的。质量与安全是风电行业的生命线，这方面得不到保证，企业和行业的长远发展便无从谈起。
面对这些挑战，风电企业应坚持长期主义者的“活法”：乐观地设计、悲观地计划、坚定地执行。
03.展望：人总是夸大短期因素，忽视长期因素
预测未来时，人们总是高估自己在2~3年内能做的事，却低估在5~10年内能做的事，因为我们总是夸大短期因素，而忽视长期因素。风电是一场“马拉松”，需要我们以“长跑”的心态来发展风电事业。
风电产业将进入高增长周期。2022年，全国风电招标量达到1亿千瓦左右，其中的大部分机组需要在2023年交付。再综合各省份规划容量、在建容量及大基地项目推进计划，预计2023全国风电将新增装机7000万~8000万千瓦，2024年新增7500万~8500万千瓦，2025年新增8000万~9000万千瓦。未来3年，中国风电年新增装机容量将保持在8000万千瓦左右。由于增加长叶片、大兆瓦级齿轮箱和轴承的产能需要一定周期，如此庞大的装机规模势必会导致这些部件供应紧张。如果现在急于通过低价投标抢订单，到后期因产能紧张拿不到高价订单，甚至出现毁约，得不偿失。当前“价格战”的一个根本原因是信息不对称。供需关系决定价格，现在采用框架招标、集中采购的项目规模大，设备供应商基于市场份额和业绩方面的考虑只得展开激烈争夺，但由于招标时间大幅提前致使这些项目的交付期一般较长，中间过程不能及时反映市场需求的变化，也无法充分反映上游原材料供应和价格的变化，供求关系信息是扭曲的。
风电度电成本还有大幅下降的空间。风电发展的永恒目标是降低度电成本。到2025年，“三北”一二类风能资源区的度电成本预计会降至0.1~0.15元/千瓦时，中东南部三四类风能资源区的度电成本有望降到0.2元/千瓦时；近海风电将低至0.3元/千瓦时。
风电出口将迎来机遇期。与家电等产品的出口不同，整机商“出海”并非止于“卖风机”，更关键的是完成风电项目建设，这意味着企业不仅需要熟悉各国的政策法规环境，还需要参与融资、认证、物流、施工安装等其他诸多环节，因而存在很高的进入门槛，需要形成一套完整的配套体系作为支撑，这是一个循序渐进的过程。且国外的风电项目单体规模较小，进一步增加了国内整机商布局海外市场的难度。经过多年的积累，通过在全球建立较为完善的配套体系，加上国内风电整机商能够提供极具技术、质量、价格竞争力的丰富机组产品组合，为中国风电整机商接下来实现出口业务的指数级增长奠定基础。我们可以将中国风电故事在东南亚、中亚、西亚、中东、非洲、南美等地区重讲一遍，用“中国智慧”“中国方案”支持全球推进能源转型、应对气候变化，并为这些国家实现能源独立和安全提供支撑。
世界很难离开中国，中国更需要世界。我们已经走入一个碳约束的时代，要实现巴黎协定设定的1.5℃温控目标，发展可再生能源是必由之路。应对气候变化是各国政府的共识，实现碳中和已经成为国际社会的主流价值观。当今局势动荡、地缘纷争、贸易脱钩、逆全球化，人类面临一个日益撕裂的世界，应对气候变化成为为数不多的可以合作的主题。因此，我们希望全球风能产业可以精诚合作，这既是实现零碳世界的需要，也是缝合全球裂痕的粘合剂。
风电的“朋友圈”还需要不断扩大。2021年10月17日，我们组织了来自118个城市与600多家风电企业，共同发起了“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”活动，致力于用实际行动推进风电伙伴行动计划落地，共同促进风电发展，合作打造零碳工业，将风电打造成为发展零碳经济、助力乡村振兴、实现共同富裕的可靠依托。下一步将是与地方政府、工业园区、高耗能产业、金融机构等各行各业建立广泛的合作关系，成为他们实现碳中和的“伙伴”。2023年，我们计划组织“风电伙伴行动·零碳工业·绿色工厂”活动，与高载能行业合作，支持其实现碳中和目标。
重重困难之下，风电行业尤其是制造企业承受着极大压力，但正如一句话所言，“当你快坚持不住的时候，困难也快坚持不住了。”全体风能人都应该是乐观主义者，我们对自己的信心，始终来自于我们对风电事业的信心——包括风电在内的可再生能源是解决人类能源和环境问题的必由之路。只要我们坚定信心、携手努力，团结一致向前看，所有的问题都将迎刃而解，风电产业的明天会更美好。
